Da bei der Unterwasser-Öl- und Gasförderung versucht wird, Rohstoffe aus immer tieferen Orten zu gewinnen, stoßen die heutigen Fördertechnologien an ihre Grenzen. Bohrlöcher, die immer tiefer in den Meeresboden gebohrt werden, sind mit erhöhten Temperaturen und Drücken konfrontiert, die die Eignung der verwendeten Geräte übersteigen können. Das gilt auch für die Einschränkungen der herkömmlichen Beschichtungen, mit denen Unterwasserausrüstungen und Pipelines vor dem Verfall in korrosivem Meerwasser geschützt werden.

Erhöhte Temperaturen durch heißere Förderflüssigkeiten können sich besonders nachteilig auf die Beschichtungen auswirken, die auf Unterwasserleitungen aufgetragen sind und die Unterwasser-Verankerungen mit festen und schwimmenden Plattformen verbinden. Ältere fusionsgebundene Epoxid-Beschichtungen (FBE), die Rohre vor Korrosion schützen sollen, können dieser zusätzlichen Hitzeeinwirkung nicht standhalten und sind daher anfällig für Ausfälle, was wiederum die Sicherheit von Pipelines gefährdet. Jüngste Fortschritte haben jedoch dazu geführt, dass neuere FBEs für hohe Betriebstemperaturen (HOT) eine Förderung bei höheren Temperaturen ermöglichen. Diese Beschichtungen können derzeit Temperaturen von bis zu 180 °C (356 °F) in Pipelines standhalten, aber es wird erwartet, dass sie in naher Zukunft noch höhere Temperaturen verkraften werden.

Die verbesserten Fähigkeiten der HOT FBE-Beschichtungen ermöglichen es, die Förderungsaktivitäten fortzusetzen und der Öl- und Gasindustrie zu helfen, neue Ölfelder zu erschließen, die zuvor nicht zugänglich waren. Dies wäre nicht möglich, wenn die Formulierer von Beschichtungen nicht eine Vielzahl von Veränderungen auf molekularer Ebene an den FBEs vornehmen würden. Diese Änderungen haben dazu beigetragen, die Glasübergangstemperatur (Tg) der Beschichtungen zu erhöhen, ihre Flexibilität zu steigern, ihre Vernetzungsdichte zu verbessern und ihre Schadensresistenz zu erhöhen. Diese fortschrittlichen Eigenschaften ermöglichen es den Betreibern nicht nur, tiefere Bohrlöcher zu bohren und heißere Materialien zu fördern, sondern die Beschichtungen eröffnen den Erzeugern auch die Möglichkeit, Rohre für effizientere Pipeline-Installationen im Vergleich zu den herkömmlichen S-Lay- und J-Lay-Verfahren auf Rollen zu verlegen.

Höhere Glasübergangstemperaturen (T_g)

Die Temperatur des aus der Erde geförderten Inhalts steigt mit jedem gebohrten Kilometer Tiefe um etwa 25 °C (77 °F) an. Bis vor kurzem konnten ältere FBEs nur Betriebstemperaturen bis zu etwa 110 °C (230 °F) bewältigen. Als die Öl- und Gasindustrie also tiefer in die Materie eindringen wollte, hatte die Beschichtungsindustrie mit ihrer Technologie Nachholbedarf. Das Erreichen der derzeitigen Obergrenze von 180 °C bedeutet, dass die Förderer jetzt viel tiefer bohren können als bisher. Diese Tiefe kann noch erweitert werden, da Beschichtungen, die für 200 °C (392 °F) ausgelegt sind, wahrscheinlich bald auf den Markt kommen und solche, die noch höhere Temperaturen zulassen, derzeit in der Entwicklung sind.

Um diese höheren Temperaturen zu erreichen, manipulieren die Hersteller von Beschichtungen die FBE-Moleküle, um ihre Glasübergangstemperaturen (T_g) zu erhöhen und gleichzeitig andere Eigenschaften auszugleichen. Das T_g einer Beschichtung ist die Temperatur, bei der die Beschichtung von einem starren Material in ein weicheres Material übergeht. Die Beschichtung schmilzt zu diesem Zeitpunkt nicht, aber sie wird weicher und biegsamer und verliert einige physikalische Eigenschaften. In diesem erweichten Zustand ist die Beschichtung anfällig für Degradation, Haftungsverlust, Ablösung und schließlich vorzeitiges Versagen. Pipeline-Betreiber sollten daher Rohrleitungen nicht oberhalb der Auslegungstemperatur der aufgetragenen FBE-Schutzbeschichtungen betreiben. Vielmehr sollten sie Beschichtungen spezifizieren, die Übergangstemperaturen von mindestens 5-10 °C (9-18 °F) über der höchsten zu erwartenden Betriebstemperatur der Rohre haben. Dieser Puffer sorgt dafür, dass die Beschichtungen hart und glasartig bleiben, um eine bessere Haftung und Leistung zu erzielen.

Größere Flexibilität

Wenn Beschichtungshersteller Veränderungen auf molekularer Ebene an FBEs vornehmen, um deren Eigenschaften anzupassen, müssen sie häufig einige Kompromisse eingehen. Eine Erhöhung der T_g einer FBE-Beschichtung kann beispielsweise zu einem Verlust der Flexibilität der Beschichtung führen. Obwohl sie höhere T_g-Werte aufweisen, können neuere HOT-FBE-Beschichtungen ein hohes Maß an Flexibilität beibehalten. Diese Flexibilität ist besonders wichtig, wenn es darum geht, die Installation von Rohrleitungen effizienter zu gestalten und Kosten zu sparen.

Da die heutigen HOT-FBEs nach der Anwendung und Aushärtung hochflexibel bleiben, können Pipeline-Betreiber die mit der Rollenverlegung von Rohren verbundenen Effizienzvorteile nutzen. Im Gegensatz zu traditionellen S-Lay- und J-Lay-Pipeline-Installationen müssen Installateure nicht mehr jeden einzelnen 40 Fuß langen Rohrabschnitt schweißen und die Verbindungen vor Ort von einem Schiff aus beschichten, sondern können diesen Prozess fast vollständig Onshore durchführen. Sie sind in der Lage, etwa einen Kilometer Pipeline in einer kontrollierteren Onshore-Umgebung vorzubereiten und sie dann auf große Spulen aufzurollen, die für die Offshore-Verlegung der Rohre verwendet werden. Schweißarbeiten und Beschichtungen vor Ort sind nur dann erforderlich, wenn die Installateure einen weiteren kilometerlangen Pipelineabschnitt anschließen müssen. Dieser Prozess ist wesentlich rationeller und weniger kostspielig als wenn alle Arbeiten Offshore durchgeführt würden. Darüber hinaus ermöglicht die Flexibilität der HOT-FBE-Beschichtungen, dass das Rohr mehrfach auf- und abgerollt werden kann, ohne dass die Beschichtung durch die Biegebeanspruchung reißt oder bricht.

Erhöhte Schadensresistenz
Wie bereits erwähnt, kann es bei der Anpassung der FBE-Moleküle zu gewissen Kompromissen kommen, um höhere T_g-Temperaturen zu ermöglichen. Unter anderem kann sich die Widerstandsfähigkeit der Beschichtung gegen Beschädigungen verbessern oder verschlechtern, abhängig vom Gleichgewicht zwischen der T_g und der Flexibilität der Beschichtung. Erstaunlicherweise ist es besser, wenn die Beschichtung einen gewissen Grad an Flexibilität beibehält, als wenn sie extrem hart ist, um sie vor Beschädigungen durch Stöße, Furchen und Abrieb zu schützen. Diese Flexibilität bewirkt, dass die Beschichtungen bei einem Aufprall „nachgeben“. Die Kraft des Aufpralls kann sich in der FBE-Matrix abbauen, anstatt einen Riss in der Beschichtung zu bilden. Neuere HOT FBE-Beschichtungen mit höheren T_g-Werten bleiben einigermaßen flexibel, behalten aber aufgrund von Molekülverbunden eine stark vernetzte Struktur, die sie sehr widerstandsfähig gegen Beschädigungen macht.

Ein Gleichgewicht schaffen

Der Schlüssel zur erfolgreichen Erkundung tieferer Ölfelder liegt in der Entwicklung fortschrittlicher Beschichtungen, die den höheren Betriebstemperaturen bei diesen Aktivitäten standhalten können. Dies bedeutet, dass ein ausgewogenes Verhältnis von Beschichtungseigenschaften gefunden werden muss, das höhere T_g-Werte, eine höhere Flexibilität, bessere Barriereeigenschaften und eine verbesserte Schadensresistenz für die Pipelines ermöglicht, durch die die sehr heißen geförderten Materialien transportiert werden.- extrahierten Materialien bewegen. Die heutigen neueren HOT-FBEs weisen die richtige Balance von Eigenschaften auf, um die Offshore-Exploration in unerschlossenen Bereichen, tiefere Bohrungen und die Gewinnung heißerer Materialien zu ermöglichen. Darüber hinaus ermöglichen sie die willkommenen Effizienzgewinne und Kosteneinsparungen, die mit rollengeführten Anwendungen verbunden sind.

ÜBER DEN AUTOR

Dr. Jeffrey David Rogozinski ist Global Product Director – Fusion-Bonded Epoxy/Pipe bei Sherwin-Williams Protective & Marine. Mit mehr als 30 Jahren Erfahrung im Bereich Beschichtungen und akademischer Forschung ist er für die Entwicklung von Schutzbeschichtungen, Pulverbeschichtungen, Harzen und Additiven für die Öl- und Gasmärkte, Pipelines, Brücken und Autobahnen verantwortlich. Sein Schwerpunkt in der Beschichtungswissenschaft liegt auf der Erforschung und dem Testen der Polymersynthese und der Charakterisierung der strukturellen Eigenschaften. Er ist Mitglied in mehreren Beschichtungsverbänden und Berater für die Erstellung globaler technischer Anforderungen für die CSA-Gruppe, die Internationale Organisation für Normung (ISO), ASTM International, NACE International und andere. Rogozinski hat einen Doktortitel in angewandter Wissenschaft für Polymer- und Verbundstoffchemie. Sie erreichen ihn unter Jeffrey.Rogozinski@sherwin.com.